1. Сведения о месторождениях полезных ископаемых 23 страница

В настоящее время развивается космическая гипотеза, основан­ная на повышенном содержании соединений углеводородного ряда и в других планетах Солнечной системы.

Вертикальная зональность углеводородов в осадочных породах

Наиболее полно новейшие исследования по генезису нефти от­ражены в схеме Н.Б. Вассоевича. Согласно этой схеме нефть с генети­ческой точки зрения является жидким продуктом преобразования в недрах осадочных бассейнов органического вещества сапропелевого типа, содержащегося в горных породах, первоисточником которого были остатки низших организмов. Нефтеобразование рассматривается как процесс, тесно связанный с литогенезом. По Н.Б. Вассоевичу, тер­молиз и термокатализ органического вещества достигают значитель­ных масштабов в интервале глубин 2-5 км, где температура изменяет­ся от 50-60° до 130-170°С.

Первую графическую схему изменения интенсивности образова­ния углеводородов с глубиной опубликовал В.А. Соколов в 1948 г. (рис. 15.5). В толще осадочных образований он выделил три зоны. В верхней зоне (до глубины 50 м), которую он назвал биохимической, происходят лишь биохимические процессы преобразования ОВ. Они приводят к образованию СН₄ и СО₂. В средней зоне (интервал 1000­6000 м) активно развиваются процессы гидрогенизации и термоката­литических превращений ОВ пород. Эти процессы приводят к интен­сивному образованию УВ. В нижней зоне, при погружении отложений на глубины более 6000 м, образуется в основном метан. Нижнюю и среднюю зоны В.А. Соколов назвал термокаталитическими.

Рис. 15.5. Интенсивность нефтегазообразования в осадочных породах по мере их погружения (по В.А. Соколову)

Интенсивность

а

к

a

ч»

а>

Л

Интенсивность генерации У В можно выразить через количество УВ, которое образуется в единице объема материнских пород за геоло­гический отрезок времени. Опубликованные данные показывают, на­пример, что средняя интенсивность генерации газообразных УВ в тер- моката-литических зонах за какой-либо геологический этап погруже­ния материнских пород чрезвычайно низкая и не превышает п10^-1 м³/м³ млн лет.

Понятия о нефтегазоматеринских отложениях и нефтегазоносных комплексах

Одним из важных вопросов при прогнозировании нефтегазонос- ности исследуемых территорий является выделение в разрезе нефте- продуцировавших (нефтегазоматеринских) толщ и регионально нефте­газоносных комплексов. Нефтегазоматеринские отложения накапли­ваются в субаквальной среде с анаэробной геохимической обстановкой в условиях относительно устойчивого погружения бассейна седимен - тации. Они содержат в повышенных концентрациях (0,5-5 %) органи­ческое вещество, в котором присутствуют сингенетичные УВ. Породы с содержанием ОВ ниже 0,5 % даже при максимальной глубине по­гружения продуцируют очень малое количество УВ (менее 200 г/м³), недостаточное для образования промышленных скоплений нефти и газа.

В каждой нефтегазоносной провинции выделяются нефтегазоносные комплексы, в которых сосредоточена основная масса выявленных в данной провинции ресурсов УВ. В зависимости от ха­рактера распространения нефтегазоносные комплексы подразделяются на региональные, субрегиональные, зональные и локальные.

Миграция нефти и газа. Под миграцией нефти или газа понима­

ется перемещение их в осадочной оболочке. Путями миграции служат поры и трещины в горных породах, а также поверхности наслоений, разрывных нарушений и стратиграфических несогласий, по которым нефть и газ не только мигрируют в земной коре, но и могут выходить на поверхность.

По отношению к нефтегазоматеринским толщам различают пер­вичную и вторичную миграцию. Процесс перехода УВ из пород, в ко­торых они образовались (нефтегазопродуцировавших), в коллекторы получил название первичной миграции. Миграция газа и нефти вне материнских пород называется вторичной миграцией (рис. 15.6).

Рис. 15.6. Схема первичной и вторичной миграции:

1 - миграция первичная; 2 - то же вторичная;

3 - коллектор; 4 - нефтегазоматеринские породы

Проблема миграции нефти и газа включает три основных вопроса: факторы, вызывающие миграцию; состояние, в котором флюиды перемещаются; масштабы (расстояния) миграции.

Современные представления о факторах первичной миграции и состояний мигрирующих УВ заключаются в эмиграции нефтяных УВ в виде газового раствора и в явлении диффузии. Вторичная миграция нефти и газа может быть обусловлена гравитационным, гидравличе­ским и другими факторами.

По масштабам движения (расстояниям) миграция разделяется на региональную, контролируемую соотношениями в пространстве зон нефтегазообразования и зон нефтегазонакопления, и локальную, кон­тролируемую отдельными структурами и различными осложнениями (разрывными смещениями, литологическими и стратиграфическими экранами).

Скорость миграции УВ будет не меньше, чем воды. Максималь­ные вертикальные расстояния, на которые вторично мигрирует газ с пластовыми водами, соизмеримы с протяженностью артезианских бас­сейнов и могут достигать нескольких сот км. Максимальные верти- 306

кальные расстояния, на которые мигрирует газ в диффузионном пото­ке, определяются диффузионной проницаемостью пород и временем этого процесса. По современным представлениям, эти расстояния пре­вышают 10 км.

При вертикальном (межпластовом) перетоке газа и нефти (на­пример, по разрывным смещениям) из нижележащей залежи или при латеральной миграции их из одной ловушки в другую (в том же при­родном резервуаре) расстояния миграции будут контролироваться той геологической обстановкой, в которой осуществляется перемещение струи газа и жидкой нефти. Они будут зависеть от мощности толщи пород, которая отделяет первичную залежь (нижележащую) от вто­ричной (образованной в результате вертикального перетока), либо бу­дут определяться расстояниями, отделяющими смежные ловушки од­ного и того же резервуара.

Формирование и разрушение залежей нефти и газа

Формирование залежей нефти и газа. Нефть и газ при миграции в свободной фазе перемещаются в пласте-коллекторе в направлении максимального угла восстания пласта. В первой же ловушке, встре­ченной мигрирующими газом и нефтью, будет происходить их акку­муляция и в результате образуется залежь. Если нефти и газа доста­точно для заполнения целого ряда ловушек, лежащих на пути их ми­грации, то первая ловушка заполнится газом, вторая может быть за­полнена нефтью и газом, третья - лишь нефтью, а все остальные, рас­положенные гипсометрически выше, могут оказаться пустыми (содер­жать воду). В этом случае происходит так называемое дифференци­альное улавливание нефти и газа.

Миграция нефти и газа в свободном состоянии может осуществ­ляться не только внутри пласта-коллектора, но и через разрывные смещения, что также приводит к формированию залежей.

Если в пласте-коллекторе происходит движение нефти с раство­ренным в ней газом, то на больших глубинах ловушки будут заполнены нефтью (и растворенным в ней газом). После заполнения ловушек нефть будет мигрировать вверх по восстанию пластов. На участке, где пластовое давление окажется ниже насыщения, газ будет выделяться из нефти в свободную фазу и поступать вместе с нефтью в ближайшую ловушку. В этой ловушке может образоваться нефтяная залежь с газовой шапкой или, если газа будет много, она заполнится газом, а нефть будет вытеснена им в следующую гипсометрически выше расположенную ловушку, которая будет содержать газонефтяную или нефтяную залежь. Если нефти или газа не хватит для заполнения всех ловушек, то наиболее высоко расположенные из

них будут заполнены только водой.

Формирование залежей происходит не только при латеральной (внутрирезервуарной) миграции газа и нефти. Аккумуляция УВ имеет место и при вертикальной (межрезервуарной) их миграции. Важно подчеркнуть и другое: в латеральном и в вертикальном направлениях УВ могут мигрировать в рассеянном виде.

Интенсивность формирования первичных залежей (из рассе­янных углеводородов), по опубликованным данным, составляет п 10^-13 кг/ (м² с). Скорость накопления нефти при формировании вторичных залежей в результате струйной вертикальной миграции, по данным И.В.Высоцкого, составляет от 12 до 700 т/год.

Процессы миграции и аккумуляции нефти и газа происходят в изменяющейся геологической обстановке. В одних случаях формиру­ются первичные залежи - из рассеянных углеводородов, в других вто­ричные - за счет УВ расформировавшихся первичных залежей.

Разрушение залежей нефти и газа. Скопления нефти и газа, образованные в результате миграции и аккумуляции их в ловушках, в последующем могут быть частично или полностью разрушены под влиянием тектонических, биохимических, химических и физических процессов.

Изучение процессов формирования и разрушения залежей нефти и газа имеет большое значение, так как позволяет целенаправленно вести поисково-разведочные работы на нефть и газ, разрабатывать и совершенствовать методы их поисков.

15.7. Классификация нефтегазоносных территорий

На земном шаре известно примерно 35000 месторождений нефти, газа и битумов, открытых на всех континентах Земли (кроме Антарк­тиды) и во многих омывающих их морях и океанах. Однако выявлен­ные залежи УВ в пределах нефтегазоносных территорий распределены крайне неравномерно как по площади, так и по разрезу осадочных от­ложений, что является главной геологической особенностью размеще­ния нефти и газа. Например, значительные концентрации ресурсов нефти и газа установлены на Ближнем и Среднем Востоке (Саудовская Аравия, Ирак, Иран, Кувейт и др.), в Северной Африке (Ливия, Ал­жир), в Мексиканском заливе, Северном море, России (Западная Си­бирь, Урало-Поволжье) и в других регионах. В то же время известно громадное количество мелких и средних местоскоплений.

Основываясь на тектоническом принципе, А.А.Бакиров в качест­ве основных единиц нефтегазогеологического районирования реко­мендует выделять в платформенных и складчатых территориях нефте­газоносные провинции, области и зоны нефтегазонакопления.

Нефтегазоносные провинции, области и зоны нефтегазонакопле­ния относятся к региональным, а месторождения (местоскопления) и залежи - к локальным скоплениям нефти и газа.

Вертикальная и региональная зональность в размещении залежей нефти и газа

Анализ размещения запасов жидких и газообразных УВ в СНГ и за рубежом показывает, что верхние части разреза (до глубины 1,2—1,5 км) содержат преимущественно скопления газа, на глубинах 1,5—3,5 км запасы газа сокращаются и увеличиваются запасы жидких УВ. Далее с ростом глубины (более 4-5 км) вновь происходит увеличение запасов газообразных УВ и уменьшение запасов нефти. Как правило, в нижней газовой глубине (более 4- 5 км) наряду с газом встречается нефть, растворенная в газе (газоконденсатные залежи).

Наряду с вертикальной зональностью в размещении скоплений нефти и газа наблюдается региональная (геоструктурная) зональность. Основными факторами образования региональной зональности явля­ются состав исходного ОВ, геохимическая и термодинамическая об­становка и условия миграции и аккумуляции УВ.

15.8. Нефтегазогеологическое районирование Казахстана

В Казахстане выявлено и разведано более 210 месторождений нефти и газа, в том числе 102 нефтяных, 29 газоконденсатных, 33 нефтегазокон­денсатных, 6 нефтегазовых, 11 газоконденсатных, 19 газовых. Разведан­ные извлекаемые запасы нефти составляют около 4,4 млрд. т (3,2 % мировых), газа - 2,0 трлн. м³ (1,5 %), конденсата - 0,7 млрд. м³. Прогноз­ные ресурсы Казахстана по нефти оцениваются свыше 17 млрд. т, в том числе на суше - 7 млрд. т, на море - более 10 млрд. т; прогнозные ресурсы газа - 146,4 трлн. м³ (Б.С. Ужкенов, 2004 г.).

Основная часть разведанных запасов нефти и газа сосредоточена в Прикаспийский нефтегазоносной провинции. Здесь открыто 122 ме­сторождения, которые содержат 80% запасов углеводородов Казахста­на (1,3 млрд. т нефти, около 700 млн. т конденсата, 1,7 млрд. м³ сво­бодного и 577 млрд. м³ растворенного газа). Доля региона в общерес­публиканской добыче составляет по нефти и конденсату 44%, по газу 49%. Здесь находятся такие уникальные месторождения нефти и газо­конденсата, как Тениз, Карашиганак и Кашаган (на шельфе Каспий­ского моря), их суммарная доля общем балансе добычи нефти и газа составляет более 30%.

В Южно-Мангистауском и Северо-Устюртско-Бозашинском ре­гионе наиболее крупными месторождениями являются Узень, Жеты- бай, Каражанбас, Северное Бозаши. В общем республиканском балан­се добычи углеводородов доля этого региона равна около 50%.

Промышленные запасы нефти устанавлены в Южно-Торгайском нефтегазоносном бассейне (месторождения Кумколь, Майбулак, Ащи- сай, Арыскум и др). Здесь разведано 11 месторождений, крупным яв­ляется месторождение Кумколь (разрабатывается с 1990 г.) Доля этого региона в добыче нефти составляет около 10%.

Следует подчеркнуть, что доля запасов крупных месторождений (Тениз, Узень, Карачаганак, Жетысай, Каламкас, Жанажол, Кара- жанбас, Кумколь), дающих основную добычу нефти в республике, составляет 80%. Доля других разрабатываемых месторождений - 11%, остальные запасы сосредоточены в подготовленных и разведываемых месторождениях.

По конденсату на месторождение Карачаганак приходится 91% всех запасов. Аналогичная картина и с запасами газа (Куандыков, 1994).

Промышленная газоносность установлена также в Шу- Сарысуской впадине. Здесь открыты месторождения Айракты, Аман- гельды, Придорожное и др. Разведанные и оцененные запасы свобод­ного газа составляют около 30 млрд м³.

Высоко оцениваются нефтегазоносные перспективы и других бассейнов Казахстана (Тенизская, Сырдарьинская, Восточно­Аральская, Зайсанская, Прииртышская, Алакольская, Илийская впади­ны, Северо-Казахстанское погружение), а также площади Каспийско­го шельфа и акватория Аральского моря. Нефтегазопоисковые работы в названных регионах только начинаются. Перспективы республики на нефть и газ далеко не исчерпаны.

На территории Казахстана развита группа осадочных бассейнов, различающихся по геологическому строению, стратиграфическому диапазону платформенного чехла и нефтегазоносности (рис. 15.7).

Переоценка прогнозных ресурсов нефти и газа Казахстана по­следний раз производилась в 1988 г.

На новой дополнительной фактологической основе (результаты современных геохимических исследований нефтей и пород; использо­вание теоретических положений тектоники плит, седиментологии, сейсмостратиграфии и т.д.) в 2000 г. была завершена работа над «Кар­той прогноза нефтегазоносности Казахстана».

Рис. 15.7. Карта прогноза нефтегазоносности Казахстана (Э.С. Воцалевский и др., 2000). Нефтегазоносные провинции (НГП): I-Прикаспийская; II-Северо-Кавказско-Мангистауская; III-Арало-Торгайская; IV-Тениз-Шуская; V-Западно-Сибирская (Казахстанская часть); VI-Алаколь-Илийская.

Перспективные нефтегазоносные области: Ia-Зайсанская; Яа-Сренесырдарьинская.

Осадочные бассейны: 1-Прикаспийский; 2-Устюрт-Бозашинский;

3-Южно-Мангистауский; 4-Аральский; 5-Северо-Торгайский; 6-Южно-Торгайский;

7-Шу-Сарысуский; 8-Сырдарьинский; 9-Тенизский; 10-Северо-Казахстанский;

11-Прииртышский; 12-Западно-Илийский; 13-Восточно-Илийский; 14-Балхашский;

15-Лепсинский; 16-Алакольский; 17-Зайсанский; 18-Кегено-Текесский

На прогнозной карте показано положение 202 месторождений нефти и газа, описанных в «Справочнике месторождений нефти и газа Казахстана» (1999 г.). Согласно принятой схеме на карте выделены следующие элементы нефтегазогеологического районирования:

1) нефтегазоносные провинции (НГП);

2) нефтегазоносные области (НГО);

3) нефтегазоносные районы (НГР);

4) нефтегазоносные зоны (НГЗ);

5) нефтяные месторождения в палеозойском продуктивном ком­плексе (НМПК);

6) нефтяные месторождения в мезозойском продуктивном ком­плексе (НММК);

7) газовые и газокондентсатные месторождения (ГМ и ГКМ);

8) нефтегазовые и нефтегазоконденсатные месторождения (НГМ и НГКМ)

К настоящему времени установлена промышленная нефтегазоносность Прикаспийского, Мангыстау-Устюртского, Шу-

Сарысуского и Южно-Торгайского осадочных бассейнов и начаты поисковые работы в перспективном Приаральском районе. Стратиграфический диапазон доказанной нефтегазоносности

охватывает в различных бассейнах от среднего девона до неогена включительно. По принятой схеме нефтегазогеологического районирования осадочные бассейны разделяются в следующие нефтегазоносные провинции (НГП) и области:

1. Прикаспийская НГП

2. Северо-Кавказско-Мангистауская НГП

3. Арало-Торгайская НГП

4. Тениз-Шуская НГП

5. Западно-Сибирская НГП (Казахстанская часть)

6. Алаколь-Илийская перспективно-НГП

7. Северо-Устюртская НГО

8. Среднесырдарьинская перспективно-ГО

Прикаспийская впадина - одна из важнейших НГП мира. Она имеет уникальное геологическое строение и богатейший нефтегазо­носный потенциал. На начало 2002 года в Казахстанской части При­каспийской впадины выявлено 128 месторождений УВ с различными сочетаниями нефти, газа и конденсата.

Среди выявленных месторождений 92 связано с надсолевыми и 36 - с подсолевыми отложениями.

Доказанная промышленная нефтегазоносность охватывает не­обычайно широкий стратиграфический диапазон осадочного чехла, включающий D, С, Р, Т, J, К, Р и N комплексы.

Крупнейшие и гигантские по запасам месторождения приуроче­ны к карбонатным отложениям докунгурского палеозоя. В надсолевом комплексе основная нефтегазоносность связана с Т, J и К1 песчано- алевролитовыми пластами и пачками:

- месторождения Северо-западной области: Карачаганак, Запад- но-Тепловское, Каменское;

- месторождения Центральной области: Шингиз, Дараймола, Ма- тин, Болганмола;

- месторождения Астраханско-Актюбинской области: Имашев- ское, Забурунье, Новобогатинское Юго-Восточное, Камышитовое, Юго-Западное, Тенгиз, Кульсары, Кенбай (Котыртас Северный и Мол- дабек Восточный), Каратюбе, Кенкияк;

- месторождения Заволжско-Предуральской области: Каражанбас, Каламкас, Толкын, Равнинное, Жанажол, Урихтау, Лактыбай, Жанатан.

Нефтегазогеологическое районирование. В пределах Прикас­пийской НГП по подсолевому мегакомплексу выделяются четыре

НГО: Северо-Западная прибортовая (СЗП НГО), Центрально­

Прикаспийская (ЦП НГО), Астраханско-Актюбинская (АА НГО), За- волжско-Предуральская (ЗП НГО).

В целом по Прикаспийской НГП выделено в надсолевом мега­комплексе 7 районов и 18 зон. В число 7 НГР входят: Приморско- Астраханский, Маткен-Коздысайский и Темиртауский (АА НГО), а также Бозалинский, Сазтобе-Сарыбулакский (Ортатауский), Жана- жол-Торткольский и Предуральский (ЗП НГО).

В надсолевом мегакомплексе в региональном плане выделяется 7 зон: Азгирская, Жамбай-Забурунская, Мартышинская, Каратон- Прибрежная, Боранколь-Провинская, Сагизская, Акжар- Шубаркдукская.

Наиболее крупные открытия прогнозируются в акватории Кас­пийского моря.

Северо-Кавказско-Мангистауская НГП

Указанная НГП протягивается с запада на восток от Крымского полуострова до южного Устюрта включительно, а с юга на север - от северного склона большого Кавказа до нижней Волги и прогибов, окаймляющих Каратаускую складчатую зону.

Провинция фактически состоит из двух крупных частей: Северо­Кавказской и Мангистауской.

В пределах Казахстана НГП охватывает территорию Северного и Южного Мангистау с северным и западным склонами Карабогазского свода. Северной ее окраиной является Карпинско-Бозашинская склад- чато-надвиговая зона и система прогибов, окаймляющая Каратауско- Центрально-Устюртскую складчато-надвиговую зону. На востоке и юге она ограничена государственной границей Казахстана с Узбеки­станом и Туркменией, а на западе - срединной линией Каспия.

Большая нефть Казахстана началась именно с Мангистау. 40 лет назад были открыты и освоены крупнейшие месторождения Жетыбай и Узень (это событие, т. е. 40-летие Узени, отмечали 3-4 сентября 2004 г.), а в последующие годы были открыты еще ряд значительных по запасам нефти и газа месторождений.

В пределах Казахстана выделяются: Мангистауская НГО, Запад- но-Мангистауско-Прикумская НГО, Прикарабогазский район.

В Казахстанской части НГП выявлено 41 месторождение нефти и газа:

- месторождения Мангистауской НГО: Тюбешик, Жетыбай, Узень, Тенге, Тасбулат;

- месторождения Западно-Мангистауско-Прикумской НГО: Дун- га, Алатобе, Оймаша, Ракушечное, Северное Карагие;

- месторождения Прикарабогазского района: Аламурын Южный, Тамды.

Нефтегазогеологическое районирование. В Казахстанской части провинции по характеру геологии и нефтегазоносности выделяются четыре нефтегазоносных области: Терско-Каспийская, Западно- Мангистауская-Прикумская, Мангистауская и Южно-Бозашинская.

Северо-Устюртская НГО

Это НГО выделяется в качестве самостоятельного элемента неф­тегазогеологического районирования, расположенного в пределах Ка­захстана и Узбекистана. Северо-западной ее границей Устюрт от При­каспийской впадины по верхнепалеозойскому комплексу. На востоке границей является Арало-Кызылкумская зона поднятий.

Принятое подразделение преимущественно терригенного разреза на дотриасовый, триасовый, юрско-меловой и палеогеновый комплек­сы является оправданным при описании геологии региона.

В Казахстанской части Северо-Устюртской НГО выявлено 7 ме­сторождений: Арыстановское, Каракудук, Комсомольское, Колтук, Шагырлы-Шомышты, Бозайское, Кызылойское.

Арало-Торгайская нефтегазоносная провинция включает в се­бя Аральскую и Торгайскую НГО, приуроченные к одноименным оса­дочным бассейнам.

Аральская НГО в одноименном бассейне размерами 400х100х 210 км и общей площадью около 80 тыс.км². Основная часть Араль­ского бассейна расположена под Аральским морем и относится к юрисдикции Казахстана и Узбекистана. В рамках принятых границ Аральского бассейна месторождения УВ к настоящему времени не выявлена. В пластовых водах отмечались интенсивные газопроявления из юрских и меловых отложений.

Торгайская НГО связана с одноименным осадочным бассейном, за­нимающим крайнее западное положение в системе осадочных бассейнов Восточного Казахстана. В южных районах поисково-разведочные работы особенно интенсивно проводились с 1984г. после аварийного фонтанирова­ния нефтью скважины 1-Кумколь из неокомских отложений. Здесь откры­то 13 крупных нефтяных и газонефтяных месторождений.

В пределах Южно-Торгайского района к настоящему времени от­крыто 17 месторождений нефти и газа, из них 2 месторождения - Арыс- ское и Южный Коныс являются газоконденсатными, а остальные нефтя­ными и газоконденсатно-нефтяными. К наиболее крупным по запасам нефти относятся месторождения Кумколь, Акшабулак и Коныс.

В Южно-Торгайском осадочном бассейне с учетом геологиче­ских параметров выделяются три нефтегазоносных (Арыскумская НГЗ, Аксайская НГЗ и Ащисайская НГЗ) и перспективные (Табак-Булакская и Жинишкекумская ПНГЗ) зоны.

Тениз-Шуская нефтегазоносная провинция

В соответствии с принятым нефтегазогеологическим райониро­ванием Тениз-Шуская НГП включает в себя Тенизскую перспективно­газоносную область и Шу-Сарысускую газоносную область.

Тенизская ПГО в геологическом отношении связана с одноимен­ной впадиной, размерами 300х200-250 км и общей площадью 70 тыс.км². Комплекс в объеме девон-пермских образований сложен мор­скими и континентальными отложениями, максимальной мощностью до 5000 м. Разрез D₃/_m-Q_v является перспективно-нефтегазоносным;

Шу-Сарысуская газоносная область протягивается в субмери- динальном направлении почти на 900 км при ширине около 300 км. Впадина сложена комплексом девонско-пермских и мезозой- кайнозойских осадков с максимальной мощностью до 6000 м. Газо­носными являются D₃-Q и Р1 карбонатные и терригенные образования. К настоящему времени в пределах Шу-Сарысуйской газоносной об­ласти выявлено и с различной степенью детальности разведано 9 газо­вых месторождений: Орталык, Западный Орталык, Придорожное (Кокпансорский ГР) и Молдыбай, Анабай, Амангельды, Айракты, Ушарал Северный, Ушарал-Кемпиртобе (Мойынкумский ГР).

Западно-Сибирская НГП (Казахстанская часть) своей южной частью охватывает северные района Казахстана, обычно выделяемые в качестве Северо-Казахстанской моноклинали. Целевые поисковые ра­боты на нефть и газ здесь практически не проводились.

Оценка разреза с точки зрения наличия в нем резервуаров и по­крышек позволяет с учетом реального состояния изученности выде - лить в качестве зональных флюидоупоров валанжин-аптскую (киялин- скую) и туронскую (кузнецовскую).

Апт-сеноманская часть разреза однозначно может рассматривать­ся в качестве высокоемкого резервуара (покурская свита). В прогноз­ном варианте можно предлагать наличие резервуаров и флюидоупоров в юре и в палеозое. При этом флюидоупоры будут характеризоваться, главным образом, локальным развитием. В качестве вероятных резер­вуаров можно рассматривать палеозойскую кору выветривания.

Месторождения нефти и газа в пределах Казахстанской части Запад­но-Сибирской НГП не выявлены. В то же время накопленные геолого­геофизические материалы позволяют в первом приближении качественно оценить вероятность наличия здесь углеводородных скоплений.

Алаколь-Илийская перспективно-НГП

Эта провинция объединяет такие осадочные бассейны Казахстана как Алакольская, Прибалхашская и Илийская впадины. Целевая изу­ченность их перспектив нефтегазоносности проводилась либо эпизо­дически, либо вообще не проводились.

Илийская ПНГО. На основе имеющихся к настоящему времени геолого-геофизических материалов Илийская впадина представляет собой систему отрицательных структур юго-западной ориентировки, ограниченную на севере и юге соответственно складчатыми сооруже­ниями Жонгарского Алатау, Кетменского Хребта и Заилийского Ала­тау.

Триас-юрско-меловые и палеоген-неогеновые отложения пред­ставлены мощной песчано-глинистой толщей озерно-болотного и ал - лювиального генезиса. Песчаники характеризуются высокими емкост­но-фильтрационными свойствами (пористость до 30%, проницаемость до 400мд). Глинистые пачки над ними рассматриваются в качестве надежных зональных и локальных покрышек. В отложениях верхнего триаса-нижней и средней юры присутствуют пласты и пачки углей, преимущественно бурых, образующих промышленное месторождения.

Определенные перспективы выявления месторождений УВ мож­но связывать только с отдельными участками погруженной зоны Жар- кентской впадины (Панфиловского прогиба). Многочисленные газо­проявления в процессе бурения мелких и глубоких скважин из триасо­вых, юрских и неогеновых отложений Восточно-Илийской впадины однозначно свидетельствуют о том, что генерация УВ происходила и вероятнее всего происходит в настоящее время.

Балхашская ПГО. Эта перспективная область в геологическом отношении связана с одноименным осадочным бассейном, границами которого на востоке и юге являются складчатые сооружения Жангар- ского Алатау, на западе - Шу -Илийская складчатая система, а на се­вере - озеро Балхаш. Размеры осадочного бассейна 540х90-240 км. Изученность его крайне слабая. Целевых нефтегазопоисковых работ здесь не проводились.

Алакольская перспективно-газоносная область в геологическом отношении связана с одноименной межгорной впадиной, ограничен­ной с севера хребтом Тарбагатай, с юго-запада Жонгарским Алатау, с юго-востока хребтами Берлик и Майли. Геохимические исследования с целью прогноза нефтегазоносности впадины не проводились.

Зайсанская перспективно-нефтегазоносная область в геологиче­ском отношении связана с одноименной впадиной, расположенной основной своей частью в пределах Казахстана и частично - в пределах КНР. Из общей площади Зайсанской впадины около 40 тыс. км² на территорию Казахстана приходится примерно 30 тыс. км². Комплексы- резервуары связаны с песчаниками, песчано-гравийными и песчано- алевролитами породами мезозойского, пермского и верхнекаменно­угольного возраста, максимальные значения пористости в которых достигают 25 %. Эта секция разреза характеризуется наличием регио­нальной палеогеновой покрышки.

Среднесырдарьинский осадочный бассейн выделен в качестве от­дельной нефтегазоперспективной области. Он расположен на крайне юге и административно входит в состав Кызылординской и Южно­Казахстанской областей. Бассейн характеризуется субширотной ори­ентировкой и размерами 650х350 км.

Квазиплатформенные толщи верхнего палеозоя могут рассматри­ваться в качестве объекта для изучения перспектив нефтегазоносности в пределах отдельных блоков. В процессе нефтегазопоискового буре­ния на ряде площадей лево- и правобережья р. Сырдарьи из J-K и P отложений наблюдались редкие и незначительные газопроявления.

Дата добавления: 2015-08-28